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Regulations of the Argentine Electrical
Market: Modifications and consequences
towards the future of the sector.
Leandro, Cerutti
Universidad Nacional del Sur
1 January 2006
Departamento de Economía- Universidad Nacional del Sur
Trabajo de Grado de la Licenciatura en Economía
Marco Regulatorio del Mercado Eléctrico Argentino:
Modificaciones y consecuencias hacia el futuro del sector.
Alumno: Leandro Enrique Cerutti
Contenido
1. Introducción
2. Mercados Disputables: El caso de la cadena productiva eléctrica.
3. La reforma en el sistema eléctrico argentino
3.1 La nueva organización institucional emergente de la reforma
3.2 La Experiencia Argentina: Aspectos positivos y problemas derivados
de la reforma.
4. El mercado eléctrico a partir del año 2002.
4.1
Análisis de las resoluciones a partir de la ley de emergencia
económica y su impacto sobre el funcionamiento del MEM
5. Escenarios hacia el futuro
5.1 Informe de Riesgos del MEM: Periodo 2005-07
5.2 Perspectivas y propuestas
5.3 El gobierno asume un rol protagónico a partir del 2002: ¿Hacia un
modelo de comprador único?
6. Conclusiones
1. Introducción
El sistema eléctrico argentino fue reestructurado en el inicio del año 1992, y este
proceso se completó en poco más de dos años. El marco regulatorio del sector se
encuentra normado por la ley Nº 24065, y reglamentado por “Los Procedimientos
versión XX”, donde se definen claramente los roles de las empresas como agentes
del mercado y el Estado como regulador del sistema.
En el periodo transcurrido desde la reforma y hasta la crisis económica de la presente
década que desencadenó la devaluación del peso argentino, el desempeño del
sistema eléctrico mostró una significativa disminución del precio mayorista y un muy
dinámico proceso de inversión principalmente en el sector de generación. Estos
hechos se destacaron como claros éxitos de la reforma, de tal modo que la
experiencia argentina se ha presentado como un modelo a seguir en otros países de la
región latinoamericana.
A comienzo del año 2002, el gobierno argentino declara la emergencia económica,
financiera, cambiaria y social mediante la sanción de la Ley Nº 25.561 y hace
abandono de la convertibilidad de la moneda local respecto del dólar estadounidense,
encarando una fuerte devaluación del peso.
A partir de este momento el Estado intervino activamente en la readaptación del
sistema eléctrico a las nuevas condiciones económicas y sociales del país mediante
una nueva normativa y acciones concretas. En este contexto la Secretaría de Energía
implementó un número importante de Resoluciones que afectaron de distintas
maneras al marco regulatorio vigente y con importantes efectos sobre los fondos
asociados a mantener el correcto funcionamiento del Mercado Eléctrico Mayorista.
El objetivo de este trabajo es analizar el impacto sobre el sector de tales resoluciones,
examinando las principales modificaciones que se introdujeron en el marco regulatorio
del mercado eléctrico a partir de la devaluación, en los fondos destinados a facilitar la
operatoria del mercado, y en la estructura de comportamiento que había caracterizado
al sector con anterioridad al año 2002, principalmente en lo referido al sector de
generación, el más dinámico anterior a la crisis. Respecto a este segmento se
analizará cuáles son los precios que cobran los generadores, y cuáles son las señales
eléctrico. Se analizarán las perspectivas del sector en el largo plazo teniendo en
cuenta los actuales problemas de abastecimiento de gas y ante cambios en las
condiciones macroeconómicas.
En lo que se refiere al enfoque de esta investigación, se habrá de partir de una
puesta al día de las características del funcionamiento del sistema eléctrico argentino
dentro de la nueva organización institucional y regulatoria, y se realizará un análisis
descriptivo a la luz de un paradigma sistémico en el cual el mercado eléctrico se
encuentra en relación con otros sistemas de provisión de energía . Se ha elegido este
paradigma debido a que en Argentina el mercado eléctrico presenta fuertes
vinculaciones con el mercado gasífero, siendo el gas el insumo más importante en la
generación térmica. Por tanto, los problemas derivados de la escasez de gas inciden
directamente sobre la evolución del mercado eléctrico.
2. Mercados Disputables: El caso de la cadena productiva eléctrica
La teoría de los mercados disputables ha sido el argumento teórico que impulsó los
cambios de modalidad en la regulación de los servicios públicos y que dio sustento a
la reforma en cadena productiva eléctrica a comienzos de los ‘901.
La idea básica de la disputabilidad de los mercados es que un mercado puede ser
vulnerable a las fuerzas competitivas aunque se encuentre caracterizado por una
situación monopólica u oligopólica. Es decir, si las empresas que ocupan el mercado
son técnicamente ineficientes, aplican precios excesivos a sus productos o explotan a
los consumidores de alguna otra manera, la entrada exitosa de competidores es
posible2.
Una firma puede ingresar a un mercado monopólico u oligopólico, si es que espera
obtener beneficios fijando precios inferiores a los de las firmas presentes, sirviendo
1
Ver por ejemplo W.L Baumol, J.C. Panzar, R, Willig., “Contestable markets and the theory of industry structure”, Harcout Brace Jovanovich, NY, 1982.E.Bailey, “Contestability and the design of regulatory and antitrust policy”, Am.Econ.Rev, 71 (2), 1981; W:J Baumol, “Contestable markets: An uprising in the theory of industry structure”, Am. Econ.Rev., 72 (1), 1982; E:E Bailey, W.J Baumol, “Deregulation and the theory of contestable markets”, Yale Journal on Regulation, Vol 1, 1984.
2
una parte de la demanda atendida hasta el momento por las mismas. Si las firmas
que ocupaban previamente el mercado reajustan sus precios, reaccionando frente a la
nueva competencia, entonces la firma recién ingresada puede salir rápidamente del
mercado sin la pérdida que podría originar cualquier tipo de costos hundidos.
Desde la perspectiva de la teoría de los mercados disputables, la necesidad de
regulación se fundamenta en la falta de un mercado razonablemente disputable.
En los mercados disputables no importa tanto la competencia efectiva sino la
competencia potencial que permite disciplinar al comportamiento de la o las firmas ya
presentes en el mercado3.
Sin embargo uno de los supuestos más restrictivos de esta teoría es justamente que el
modelo supone la perfecta disputabilidad a través de la entrada libre y total, en el
sentido de que ocupen todo el mercado. El supuesto implícito para que se produzca la
total ocupación del mercado es una no-respuesta por parte de las empresas que ya
están en el mercado.
En presencia de perfecta disputabilidad en todos los mercados se podría alcanzar la
eficiencia económica en sus tres aspectos (asignativa, productiva y estructural).
La implicancia normativa principal de la teoría de los mercados disputables es la no
necesidad o inconveniencia de la regulación en los mercados que sean disputables.
En contraposición, es claro que en aquellas industrias caracterizadas por la presencia
de monopolios u oligopolios, cuyos mercados no sean disputables, la regulación
resulta indispensable como instrumento para promover un mayor bienestar.
La teoría de los mercados disputables fundamenta la superioridad del libre juego de
los mecanismos de mercado, y postuló que en aquellos mercados donde existe o
pueden construirse condiciones de disputabilidad, la competencia potencial puede
reemplazar a la intervención regulatoria4.
La idea central de la reforma en la industria eléctrica se fundamentó en la intención de
construir espacios de competencia donde sea posible, mediante la reorganización
productiva e institucional de los mismos y el establecimiento de principios regulatorios
diseñados a tal efecto.
La introducción de tal competencia en los mercados eléctricos se concentró
fundamentalmente en el eslabón de la generación partiendo del presupuesto de que
la evolución de la tecnología permitía la virtual desaparición de las economías de
3
Pistonesi Héctor, (2001) Elementos de la teoría económica de la regulación. Apliación a las Industrias Energéticas, IDEE, San Carlos de Bariloche.
4
escala, de suma importancia desde la última postguerra y hasta principios de los 70.
Bajo este argumento, los mercados de generación eléctrica presentan condiciones de
disputabilidad y/o de reales posibilidades de competencia.
En lo referente al eslabón de transmisión y distribución, esta etapa se caracteriza por
la presencia de fuertes economías de escala y de costos hundidos muy importantes,
por lo tanto se está en presencia de un monopolio natural no disputable.
La construcción de tal disputabilidad supuso una profunda reforma
institucional-productiva de la cadena eléctrica, una adecuación de los principios regulatorios, y en
la forma de coordinación del sector. Por tanto, la reforma partió de una segmentación
vertical y horizontal de las diferentes actividades que integran la cadena eléctrica.
En principio fue necesario independizar el manejo de las redes de transporte, de las
actividades de generación y distribución a través de la segmentación vertical de la
industria.
La segmentación horizontal, permitió la multiplicación de los actores en los ámbitos de
generación y distribución, de forma de disminuir el grado de concentración, y por tanto
lograr una reducción en las barreras a la entrada en estas actividades.
Asimismo se establecieron los principios regulatorios de incompatibilidad de funciones
y de libre acceso de terceros a las redes de transmisión y distribución.
3. La reforma en el sistema eléctrico argentino.
Al momento de la reforma, puesta en funcionamiento esencialmente en el periodo
1992-93, el sistema eléctrico argentino se caracterizaba por la presencia casi exclusiva
de empresas públicas de jurisdicción federal (nacional y binacional) o provincial. Las
empresas de jurisdicción federal concentraban el manejo de las grandes centrales de
generación, la mayor parte del transporte en alta tensión y la distribución en el ámbito
del Gran Buenos Aires a los grandes usuarios en todo el territorio nacional. En la
mayor parte de las provincias existían empresas públicas de esa jurisdicción que, junto
con las cooperativas, desempeñaban casi exclusivamente la función de distribución5.
5
A comienzo de 1990 Argentina reformó su sector eléctrico como parte de una amplia
reforma económica. El ineficiente resultado del sector verticalmente integrado y en
manos estatales durante la década anterior provocó la transformación del mismo.
Este proceso incluyó la implementación de una regulación completamente nueva en el
Gas Natural y Electricidad.
3.1 La nueva organización institucional emergente de la reforma.
El Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) se estructuró bajo la Ley marco Nº 24065 del
año 1992. En la misma se segmentó verticalmente el mercado eléctrico en generación,
distribución y transporte reservando al Estado, a través de la Secretaría de Energía
(SE), la fijación de políticas, determinación de los precios estacionales, aprobación de
nuevos agentes, etc., y a través de la autoridad de control (ENRE), el cumplimiento de
los contratos de concesión, autorizar ampliaciones de capacidad, aplicar sanciones y
velar por la seguridad y medio ambiente.
Asimismo, y a fin de asegurar la transparencia y acceso a la información del MEM se
creó un organismo: Compañía del Mercado Eléctrico Mayorista (CAMMESA)
encargado de administrar las transacciones y realizar el despacho de generación
conforme los procedimientos dictados por la Secretaría de Energía para la
programación de la operación y cálculo de precios.
El transporte y distribución de energía eléctrica fueron caracterizados como servicios
públicos con tarifas reguladas, mientras que la generación fue considerada de interés
general operando en un mercado de competencia y libertad de precios.
La remuneración a los generadores se basa en las ventas en el mercado spot,
contratos a término, y pagos adicionales por servicios asociados.
La comercialización mayorista de electricidad puede realizarse a través de contratos
de provisión, mercado a término o en el mercado spot. También los actores del
mercado pueden optar entre comercializar directamente su energía (ofertada o
demandada) o intervenir en el mercado a través de un comercializador.
En el Mercado Spot el precio horario de la energía se fija en base al costo de producir
el siguiente MWh que se demande, teniendo en cuenta que las unidades de
Término los generadores perciben los precios acordados por contratos financieros o
de abastecimiento. Muchos de los componentes que forman el precio de la energía y
servicios asociados estaban determinados en dólares estadounidenses.
En cuanto al transporte y distribución de electricidad, se definió un esquema tarifario
del tipo price cup6. Las tarifas fueron nominadas en dólares y quedaron sujetas a
actualizaciones semestrales según la evolución de los índices de precios al
consumidor y al por mayor de productos industriales de los EEUU.
La remuneración de los transportistas es por el servicio de operar y mantener el
sistema sin obligación de ampliar capacidad, y es abonada por los usuarios del mismo
en función al uso.
Las tarifas de distribución tienen dos componentes: uno que representa los costos de
inversión, operación y mantenimiento de sus redes (VAD – Valor Agregado de
Distribución); y otro que representa el costo de la energía eléctrica en el MEM.
Mientras que el VAD es revisado y fijado por el ENRE, el precio de la energía es el
aprobado por la Secretaría de Energía en cada programación estacional, denominado
Precio estacional (PE). Este precio es calculado por CAMMESA teniendo en cuenta
los costos previstos de generación y de disponibilidad de equipamiento. Así, en cada
programación estacional los distribuidores abonan la energía al PE, el cual se
transfiere al usuario final.
A fin de asegurar los pagos a los acreedores del MEM, CAMMESA administra el
denominado Fondo de Estabilización Estacional (FEE)7, el cual cubre la diferencia
entre el precio spot reconocido y el estacional.
Las expansiones del transporte de energía eléctrica están a cargo de los usuarios a
través de señales económicas. En el sector Distribución reside la base de
sustentación de todo el sistema, ya que está obligado a brindar el servicio a toda la
6
Para el transporte y la distribución, el sistema de regulación tarifaria adoptado es de tipo “price cup regulation” (IPC –X% + K%), o de topes máximos. En este sistema, a partir de 1993, el 1º de enero y el 1º de julio de cada año las tarifas se ajustaban de acuerdo a la evolución semestral del Producer Price Index (PPI) de los Estados Unidos, y por factores de eficiencia (factor X) y de inversión (factor K). 7
demanda, por lo que debería velar por la existencia de suficiente oferta de generación
y transporte.
La reforma en el sector estuvo basada enteramente en mecanismos de mercado. En
particular la llave para determinar las inversiones en el segmento de generación fueron
brindadas por el Precio Marginal de Corto Plazo en el MEM, el cual era usado para
proveer la información correcta para la entrada de nueva generación; si había un
desbalance entre la oferta y la demanda, entonces este precio se incrementaría y por
lo tanto crearía incentivos para la instalación de nuevas plantas. El riesgo de mercado
resultante de la volatilidad del precio spot podría ser manejado a través de
instrumentos como contratos a futuro, opciones, etc. El único instrumento no
financiero era la remuneración a la potencia.
3.2 La Experiencia Argentina: Aspectos Positivos y Problemas Derivados de la
Reforma.
La privatización de las empresas eléctricas en Argentina se considera una de las más
exitosas a nivel mundial. La misma estuvo acompañada de una reestructuración
global de todo el sector y quizás el aspecto más novedoso es que se introdujo
competencia en un mercado considerado hasta entonces un monopolio natural8.
En general ha existido la percepción generalizada acerca de que el desempeño
técnico y económico del sistema eléctrico argentino ha mejorado sustancialmente a
partir de los cambios introducidos en la industria a principios de los noventa. Sin
embargo, también se pueden identificar un conjunto de dificultades asociados a la
seguridad en la oferta.
Respecto a los aspectos positivos pueden enumerarse los siguientes:
1) Gran eficiencia por parte de los actores privados.
La aparición de nuevos desarrollos tecnológicos en los equipos de generación térmica
(principalmente en las turbinas de gas a ciclo combinado) permitió reducir la incidencia
de las economías de escala en el ámbito de la generación. Estas inversiones de bajo
riesgo con menores costos de entrada al negocio eléctrico desplazaron rápidamente a
8
aquellas inversiones de tecnologías más obsoletas, y pusieron tope al costo marginal
del sistema, incidiendo sobre la caída del precio en del MEM.9
2) Transparencia a través de las agencias regulatorias.
Un aporte importante a la reforma fue el papel de las agencias encargadas de regular
el cumplimiento de las reglas definidas en los contratos de concesión a las empresas
de distribución y transporte eléctrico, La confianza depositada por los inversores
privados fue en parte consecuencia de que el estado no tenia poder de acción total
sobre las decisiones de inversión de los privados sino a través del rol delimitado por
las agencias regulatorias.
3) Aumento de la confianza de los inversores.
Esto quedó evidenciado por el aumento en la capacidad instalada, que se incrementó
en el periodo 1992-2002 en 7579MW (77%) , de los cuales 6271MW son térmicos
(83% de la nueva capacidad instalada en 1992-2002).
GRAFICO Nº 1
Inversión en Generación - Argentina Potencia Instalada - SADI
-5.000 10.000 15.000 20.000 25.000
1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004
P
o
te
n
c
ia
(M
W
)
Térmico Convencional
Hidroeléctrica
Nuclear
Elaboración propia en Base a Datos de CAMMESA.
4) Precios decrecientes en el MEM.
En el periodo 1992-2002 los precios de la energía en el MEM ha sido fuertemente
decreciente, como se observa en el gráfico nº2, el precio spot pasó de un promedio
de $36 MWh en 1993 a $24 en 1998 y se mantuvo cercano a este último valor hasta
9
fines de 2002. Este hecho ha sido uno de los principales elementos para argumentar
acerca del éxito de la reforma en la construcción de la competencia en el mercado
eléctrico mayorista.
GRAFICO Nº 2
Precio Spot del M.E.M. Argentino
Energía y Monómico (Ene+Pot+Sobrec)
0 10 20 30 40 50 60 70 80 e n e -9 3 ju l-9 3 e n e -9 4 ju l-9 4 e n e -9 5 ju l-9 5 e n e -9 6 ju l-9 6 e n e -9 7 ju l-9 7 e n e -9 8 ju l-9 8 e n e -9 9 ju l-9 9 e n e -0 0 ju l-0 0 e n e -0 1 ju l-0 1 e n e -0 2 ju l-0 2 e n e -0 3 ju l-0 3 e n e -0 4 ju l-0 4 e n e -0 5 P re c io ($ /M W h )
Precio Monómico Sobrecosto Energía
Elaboración propia en Base a Datos de CAMMESA.
Asimismo, han aparecido muchas dificultades en particular en lo que se refiere a la
seguridad en la oferta.
a) Una primera razón es que la señal económica provista por el Precio Spot es
demasiado volátil para indicar correctamente y estimular la entrada de
nueva capacidad10.
b) Una segunda razón es la combinación de un fuerte crecimiento de
demanda con una gran volatilidad en la tasa de crecimiento del PBI, esto
hace que la inversión en generación sea muy riesgosa dificultando nuevos
proyectos y restringiendo la entrada de nueva capacidad.
10
Esto es especialmente cierto en aquellos países con una gran porción de generación basada en hidroelectricidad., ya que la variabilidad de la generación hidráulica se traslada también a los costos marginales del sistema de generación y a los precios del mercado spot de energía, donde la ocurrencia de una favorable condición “hidro” puede conducir a precios spot decrecientes, aún con problemas
c) El sistema eléctrico se convirtió en altamente dependiente de la generación
térmica. Este tipo de equipamiento le da flexibilidad operativa al sistema
debido a que su rápida instalación (frente a otras alternativas de
generación) le permite adecuarse más rápidamente a las variaciones de la
demanda y de esta manera optimizar la utilización del capital. Sin embargo
ha enfrentado el inconveniente que la mayor rentabilidad de la cadena
productiva del gas, transformó al sistema eléctrico en un subordinado del
gasífero, pudiendo generar decisiones de inversión no adecuadas a la
realidad eléctrica pero sí acordes a la cadena productiva del gas11.
11
4. El Mercado Eléctrico a partir del año 2002.
Después de diez años de un régimen de tipo de cambio fijo, Argentina sufrió una
severa crisis política y económica a finales del año 2001. El 6 de enero del año 2002
el gobierno Argentino declara la emergencia económica, financiera, cambiaria y social
mediante la ley Nº 25.561, y hace abandono de la convertibilidad de la moneda local
respecto al dólar estadounidense, encara una fuerte devaluación del peso, y una
pesificación asimétrica de activos y pasivos bancarios. Asimismo pesificó a la relación
1 U$S= 1 $ todas las obligaciones de pago de los contratos públicos y privados
incluyendo las tarifas de los servicios públicos que se encontraban expresadas en
dólares, entre otras las del sector eléctrico. Simultáneamente a la devaluación y
pesificación de la economía se estableció el congelamiento de las tarifas. La
pesificación de los contratos implicó desde el punto de vista jurídico la afectación de la
seguridad jurídica, y la violación al derecho constitucional de la propiedad, desde el
punto de vista económico fuertes perjuicios para las empresas prestadoras de
servicios públicos y tenedores de activos, y desde el punto de vista político un fuerte
aumento en la desconfianza del sistema financiero e institucional del país. Como
consecuencia de la situación imperante se incrementó drásticamente la fuga de
capitales y la pérdida de reservas de la autoridad monetaria produciendo una corrida
bancaria que implicó en el término de 6 meses, la devaluación de la moneda local. La
fuerte devaluación significó la suba de los índices inflacionarios en más del 150% IPIM
y en más del 65% del IPC, que junto con los aumentos salariales que debieron
otorgarse impactaron sobre los presupuestos de las empresas de servicios públicos
que vieron congeladas sus tarifas.
4.1 Análisis de Resoluciones a partir de la ley de emergencia económica y su impacto sobre
el funcionamiento del MEM.
A partir del año 2002, la secretaría de energía sancionó una serie de resoluciones que
impactaron directamente al mercado eléctrico, y que modificaron el marco regulatorio
y el rumbo del sector.
En este apartado se realizará un análisis crítico de aquellas resoluciones que lo han
Por medio de la Resolución Nº 2/2002 de fecha 14/03/02 se determinaron los valores
para la programación, despacho de cargas y el cálculo de precios en concordancia con
la ley de emergencia Económica. Se pesificaron los precios de la potencia, de la
energía, los costos variables de producción estacionales y en la declaración del Costo
Variable de Producción (CVP en generación), los combustibles líquidos se los
convertirá a pesos y los importados se los transformará al dólar de referencia. Aunque
en el considerando de la resolución se menciona “… con el fin de preservar la
sustentabilidad de la actividad de generación, en tanto servicio de interés general
afectado a servicio público y encuadrada en reglamentos que aseguren su normal
funcionamiento, adoptar medidas de carácter transitorio…” por razones obvias aún continúa aplicandose12.
Por medio de la Resolución Nº 8/2002 de fecha 05/04/02, se mencionaba en el
considerando “ … la salida de la convertibilidad requiere adecuar al nuevo contexto
macroeconómico las normas dictadas por esta Secretaría … para la Operación,
Despacho de Cargas y el Cálculo de los Precios … y que tal adecuación normativa se
torna urgente y prioritaria en los aspectos vinculados con la sanción de los precios en
el Mercado Spot para el período estacional de invierno. Que de mantenerse sin
adecuaciones la metodología vigente en algunas disposiciones de “LOS
PROCEDIMIENTOS”, las eventuales variaciones que registre la tasa de cambio entre
el peso y las monedas extranjeras podrían producir desajustes que tornen
irrepresentativos los valores de los Costos Variables de Producción (CVP) que
declaren los agentes generadores poniendo en riesgo la sustentabilidad de la actividad
y el suministro a los usuarios finales de todo el país”. La razón más importante de esta
resolución es que los generadores puedan declarar sus CVP y los valores de Agua
(VA) con mayor flexibilidad dentro de ciertas restricciones, por lo tanto de producirse
variaciones significativas de directa incidencia, los generadores redeclaren sus CVP y
los generadores hidroeléctricos sus VA. Reconoce que el dólar estadounidense es la
moneda de representación de ciertos costos variables a considerar (Ej. Combustibles
líquidos, contratos de mantenimiento, etc.) En definitiva las medidas concretas que se
implementaron fueron:
12
Se divide el CVP en: combustibles, mantenimiento y no combustibles13.
Redeclaración del CVP cada 15 días14.
Se resolvió que CAMMESA prefinancie los combustibles líquidos, los agentes
térmicos del MEM podrán solicitar un anticipo de fondos (provienen del fondo
de estabilización) destinado al pago adelantado del combustible líquido previsto
a utilizar en la central, como garantía de los montos recibidos estos ceden a
CAMMESA sus créditos por venta de energía en el mercado spot (en el
período invernal de 2002).
Se autoriza la operatoria de “un mercado spot anticipado”. Con el objeto de
establecer herramientas adicionales que colaboren en la obtención de un
precio estabilizado a ser abonado por los distribuidores durante un período de
3 meses se establece un Mercado Spot anticipado, cuyos resultados
participarán en la determinación de los precios estacionales15. Por ello, los
precios estacionales se determinarán según una tarifa binómico calculada
sobre la base de los siguientes componentes:
o Precio de la energía: Se establece como promedio ponderado, por la
energía que está asociada a cada uno de ellos entre los siguientes
precios:
Precio de referencia de la energía (PREF).
El precio marginal resultante de la licitación de compromisos en
el mercado Spot Anticipado.
o Precio de la Potencia de los Distribuidores: La operatoria del
Mercado Spot Anticipado (MSA) se conforma a partir de la licitación de
módulos básicos de energía (MBE) con vigencia trimestral o mensual,
en el cual los generadores podrán ofrecer la producción prevista
durante el período trimestral en el análisis, la que no deberá estar
13
Esta división del CVP permite a la Secretaría (por intermedio de CAMMESA) analizar y determinar que componentes del costo tiene efectivamente incidencia directa del dólar.
14
Debido a las importantes fluctuaciones diarias del dólar en esos días. 15
comprometida en el mercado a término. También se dispone el pago
adelantado de un porcentaje de los compromisos.
Esta medida apuntó a disminuir el alejamiento del precio spot respecto al estacional.
Además del reconocimiento de mayores costos variables producto de la volatilidad del
dólar, mayor flexibilidad de declaración para despacho, mayor poder de auditoria por
parte de CAMMESA y Secretaría de Energía.
En esta misma línea se encuadra la Resolución Nº 246 de fecha 04/07/2002, que
separa el pago de la potencia del pago de la energía, creando dos productos
diferenciados (medida permanente):
Potencia: El pago de la potencia se asocia a la Garantía de Suministro,
resultando un cargo fijo por potencia con independencia del
despacho.(Incentivo a estar disponibles y de esta manera no afectar al
precio marginal).
Energía: La variabilidad de costos estará asociada al producto energía.
Además los generadores declararán sus CVP sin incluir tasas, impuestos (impuestos a
la transferencia de los combustibles, Tasa sobre el Gas Oil y Recargo sobre el Gas
Natural), estos montos se asignarán a la cuenta Sobrecostos por combustible y se
distribuirán en función de la cantidad demandada. Además los sobrecostos por
generación forzada serán debitados de la cuenta Sobrecostos Transitorios de
Despacho.
En definitiva estas tres resoluciones apuntaron a intentar manejar cuestiones de corto
plazo, es decir darle tiempo a la recuperación económica sin modificar
sustancialmente el precio de la energía y sólo reconociendo los mayores costos de los
insumos variables. Esta estrategia puede ser definida como de corto plazo debido al
al saldo positivo del fondo de estabilización que permitió financiar los desequilibrios de
los combustibles cuyos valores estaban expresados en dólares (Res 189/200216).
GRAFICO Nº 3
Elaboración propia en Base a Datos de CAMMESA.
En el gráfico puede observarse claramente que no hubo grandes problemas para el
año en cuestión, si bien en casi todos los meses el Fondo de Estabilización17 tuvo
saldo negativo al finalizar el año el Fondo continuaba con un excedente de casi $ 170
MM.
16
La resolución Nº 189, autoriza a los agentes térmicos a solicitar un anticipo de fondos destinado al pago del combustible líquido previsto a utilizar por cada central en el período invernal 2003, transfiriendo como garantía de pago sus créditos por venta al MEM.
17
Cada mes surgirá una diferencia entre lo recaudado por compras de energía y lo abonado por ventas de energía y por variables de transporte en el MEM que se acumula en el Fondo de Estabilización. La evolucion de este fondo refleja las diferencias acumuladas entre el precio estacional de la energia y el precio spot medio de la energia.
2
8
246
Al comenzar el año 2003, se sigue la misma estrategia. A través de la Resolución
Nº 1/2003 de fecha 08/02/2003 se vuelve a autorizar la operatoria de un mercado Spot
anticipado (los precios ofrecidos y aceptados son incluidos en los precios estacionales)
en el período marzo-octubre 2003. En el período estacional del invierno del año 2003
para alentar la disponibilidad de generación térmica en áreas con restricciones de gas
natural, se establece un servicio de reserva de disponibilidad con garantía de
combustible (RCDG) consistente en la oferta de disponibilidad de generación y el
combustible asociado. En este caso la demanda se hará cargo del costo de esta
reserva a través de la cuenta Sobrecostos Transitorios de Despacho (SCTD).
El 14/08/2003 surge una de las resoluciones que más distorsionaron el Mercado
Eléctrico, la Resolución Nº 240/2003. En el considerando se describe el porque de su
aplicación “… El Organismo Encargado del Despacho (CAMMESA) ha detectado una
situación anormal en el abastecimiento de gas natural a centrales eléctricas, el cual
está provocando la desadaptación del funcionamiento del mercado y de los precios
que del mismo resultan… ”. Lo que estaba ocurriendo era que el precio spot se estaba
alejando cada vez más del precio estacional, producto de las restricciones de
transporte de gas natural que afectaban el normal despacho de las centrales
eléctricas. Entonces máquinas menos eficientes, con otros combustibles fijaban el
precio marginal (obviamente mucho más alto). Si bien este desajuste de los precios
estacionales y el spot sancionado no era una situación nueva , el crecimiento de la
demanda, y el problema del gas natural profundizándose día a día acentuaba la
diferencia entre los dos precios no pudiendo ser cubierto con el Fondo Estacional
Acumulado , que en Junio 2003 ya era negativo. La Secretaría de Energía resolvió
que la fijación de precios en el MEM y el MEMSP se fijará con la siguiente
metodología:
El OED sancionará los precios “Spot” utilizando para ello los CVP para la
utilización del Gas Natural declarados (independientemente de que sean
despachados o no). Las máquinas térmicas que operen con costos superiores
al tope establecido, recibirán como remuneración su costo reconocido y la
diferencia será reconocida y recaudada a través de la cuenta “Sobrecostos
Transitorios de Despacho”.
De esta manera se logra “planchar” los picos de precio que se registran principalmente
Costo/Precio
($/MWh)
más meses son afectados. Esta fue una manera sutil de introducir un precio máximo
al Mercado Eléctrico, pero que afectó seriamente el normal desenvolvimiento de la
actividad.
GRAFICO Nº 4
Elaboración propia en Base a Datos de CAMMESA.
El gran problema que introduce esta resolución es que no permite al mercado
“ajustarse”. Cuando se dan situaciones de racionamiento, el alza del CmgCP
implicaría un excedente por sobre la cobertura del costo aunque esto garantizaría
inversión adicional que llevaría a la consecuente reducción del CmgCP. Puede
aceptarse la aplicación de esta medida como una alternativa de corto plazo si la
situación de desabastecimiento de gas natural fuera transitoria, pero en la medida que
Curva de costo
240 hora “h”
(incluye máquinas disponibles como si tuvieran “full gas”) Costo Marginal (ex – precio spot)
Precio Spot “240” (sanción actual)
Sobrecosto de Combustible
Potencia Acumulada (MW)
Curva de costo
real hora “h”
(incluye máquinas disponibles con su combustible)
la demanda reaccione a la fijación del precio de la energia18 es necesario liberar el
precio marginal para que la oferta se adapte a la demanda y no se produzca déficit
energético (siempre pensando en un sistema basado en el CmgCP como información
para las decisiones de inversión).
Un mes más tarde el 8/09/2003, nuevamente otra resolución complica el
funcionamiento del MEM. La Resolución Nº 406 reconoce que el Fondo de
Estabilización se encuentra en déficit razón por la cual no se podrán cubrir las
diferencias entre lo recaudado de acuerdo a los Precios y cargos facturados a los
agentes demandantes, y los montos que efectivamente habrá que abonar a los
Agentes Acreedores del MEM. En consecuencia se busca privilegiar el pago de los
costos aceptados (operativos) con el objeto de preservar el abastecimiento de aquellas
demandas que no cuentan con respaldo con contratos de energía en el Mercado a
Término. En la práctica esta medida determinó que se “consolidaran” las acreencias
de los generadores (aquellos cuyo Cmg estaba debajo del “Cmg 240”), es decir los
costos operativos serían reconocidos pero la diferencia entre estos y el precio de
mercado “libre” se iría acumulando en forma de acreencias del estado hacia los
generadores. Obviamente esta medida afectó seriamente el mercado, no sólo por el
no pago de las acreencias sino por la incertidumbre respecto al futuro de las mismas19.
En el gráfico Nº 5 puede apreciarse esta situación, en color lila el costo operativo de
los generadores efectivamente reconocido y pagado, en color amarillo el ingreso
reconocido pero no pagado a los generadores por aplicación de la resolución 406 y
finalmente, en color celeste el ingreso no reconocido a los generadores por la
aplicación de la resolución 240.
18
Además este precio ficticio puede afectar las decisiones de inversión de las empresas y en el momento que no se pueda sostener más el mismo las firmas se encuentren con dificultades para asumir los reales costos.
19
GRAFICO Nº 5 -Aplicación Resolución Nº “240” y
“406”-Elaboración propia en Base a Datos de CAMMESA.
El continuo saldo negativo del Fondo Estacional obligó a tomar estas medidas, pero el
problema de fondo seguía presente, y no sería solucionado por incrementos tarifarios.
A fines del año por medio del Decreto 1181 se autorizó un préstamo reintegrable al
Fondo Unificado20 (luego pasaría al Fondo Estacional) por un monto total de $150 MM.
Nuevamente vuelve a autorizarse un mecanismo similar al “mercado spot anticipado”
(aunque se remunera en forma diferenciada según la localización de la central), por
medio de la Resolución Nº 984 del 24/12/03, se establece para el período de invierno
2004, un Servicio de Disponibilidad de combustible (RESDISCOMB), consistente en la
oferta de disponibilidad de generación y del combustible asociado por parte de los
generadores, el dinero para la remuneración saldrá de las cuentas SALEX21 en calidad
de préstamo.
20
Las empresas de generación y transporte de propiedad total o mayoritaria del Estado Nacional tendrán derecho a recuperar solamente sus costos operativos y de mantenimiento totales que les permitan mantener calidad, continuidad y seguridad de servicio. Los excedentes resultantes de la diferencia entre dicho valor y el precio de la venta de la energía generada integrarán un Fondo Unificado, cuyo presupuesto será aprobado por el congreso y administrado por SE. Art. 37, ley 24065.
21 Los fondos de las cuentas Salex, se calculan como la diferencia de monto entre la energía recibida (al precio de
mercado receptor) menos la energía emitida (al precio de mercado emisor), que será menor en caso de haberse alcanzado el límite de transmisión del vínculo entre los dos mercados (es decir por congestionamiento).
Costo/Precio
($/MWh)
Potencia Acumulada (MW)
Erogación no realizada por aplicación 240
Costo Erogado (240) Ingreso Retenido
GRAFICO Nº6
Elaboración propia en Base a Datos de CAMMESA.
Puede verse que en el año 2003, los problemas se agravaron. El déficit mensual del
Fondo Estacional se hace constante y creciente, la decisión de no autorizar el
incremento del precio estacional para el período invernal se observa en la recta
horizontal sin cambios a lo largo del año, pese a que el precio spot en los meses de
invierno casi duplica al estacional. Obviamente el resultado fue el déficit del Fondo
Estacional por casi $300 MM. La estrategia de mantener sin cambios las tarifas de
electricidad, y soportar los costos con el acumulado del fondo estacional se estaba
terminando, y más aún, cuando se avecinaban problemas mayores en cuanto al
suministro de gas a las centrales eléctricas.
El año 2004, se presenta con un panorama complicado. La primera medida
importante que toma el gobierno para atacar la raíz del problema es reconocer que
los fondos recaudados por la demanda no cubren los costos de generación. En este contexto aparece la Resolución Nº 93 de fecha 16/02/04, en la cual se
reconoce que no se puede cubrir la diferencia entre lo recaudado a partir de los
efectivamente tendrán que abonar a los Agentes Acreedores del MEM, sabiendo que
esta diferencia proviene del precio estacional de la energía que paga la demanda y el
precio spot horario sancionado. Además esta diferencia está afectando seriamente el
mercado a término, desalentando los contratos, lo que se refleja en la deserción de
grandes usuarios del MEM. Se considera necesario modular el impacto del marcado
incremento que técnicamente sería necesario implementar de inmediato para que toda
la demanda abone, al menos los costos incurridos en abastecerla, postergándolo a
futuro para aquellos consumos que se entiende, no están por el momento en
condiciones de afrontar dichos incrementos. En esta categorización se encuentran los
consumos de carácter residencial, por lo que la Secretaría de Energía determina
establecer similar nivel de costos representados por los precios estacionales
dispuestos por la Resolución Nº 784/2003 durante la presente reprogramación
trimestral de verano del MEM y MEMSP. Se establece un precio estacional
superior al anterior a todas las demandas excepto residencial.
Además se crea el “Cargo Transitorio por déficit del Fondo de Estabilización”. La
misma dice que toda mediana o gran demanda que ingrese como GU (a partir
31/01/04) abonará por la totalidad de la energía consumida un cargo de 4,59 $/MWh.
GRAFICO Nº 7
GRAFICO Nº 8
Fuente CAMMESA.
En el gráfico Nº 7 puede observarse que mientras en el resto de las demandas, el
aumento anual fue entre un 54% y un 59%, la demanda residencial y para alumbrado
público no sufrieron ningún tipo de aumentos, pese a representar más del 60% de la
energía abastecida por los distribuidores. Es más, con la creación del cargo transitorio
por déficit del Fondo Estacional, las grandes demandas estarían subsidiando parte del
déficit del fondo correspondiente a las demandas residenciales y alumbrado público.
En un contexto de incrementos salariales, inflación creciente y tarifas públicas sin
cambios, los consumidores residenciales22 no tienen incentivos a modificar sus
consumos eléctricos. Por lo tanto, la apuesta del gobierno fue aplicar el “Programa
de Uso Racional de la Energía Eléctrica”23 a través de la Resolución Nº 415/04,
copiado a semejanza de un programa aplicado en el Brasil con mucho éxito24. La
base del mismo era crear incentivos al ahorro y cargos por excedente de consumo.
22
No se incluye alumbrado público porque no esta afectado por el “efecto riqueza”. 23
También se aplicó un programa similar para el caso del gas natural. 24
Un resumen de este programa denominado PUREE 1 detallado por la Resolución Nº
552/04, se muestra a continuación:
GRAFICO Nº 9
Elaboración propia
El ámbito de aplicación del mismo fue el área de las empresas de EDENOR y
EDESUR, y comprendía a la totalidad de los usuarios a excepción del alumbrado
público. Se tuvo especial cuidado de no afectar a los menores consumos, y los
grandes consumos debían hacerse cargo de las bonificaciones que surgieran del
programa las grandes demandas.
Hasta el momento el éxito de esta medida es difícil de medir, debido a que la
información sobre el total de cargos y bonificaciones no fue hecha público por la
Secretaría de Energía. El programa tuvo vigencia entre el 15 de abril del 2004 y el 30
de septiembre del mismo año.
En febrero-marzo de 2004, se presentan una serie de acuerdos del gobierno con las
empresas que producen gas natural. Ante la inminente crisis del Gas, se acuerda con
las empresas un sendero de actualización de los precios del Gas Natural para permitir
natural en boca de pozo pero deja a la UNIREN25 la renegociación de los contratos de
transporte y distribución de gas natural, pero ante la saturación del transporte se
instrumenta un mecanismo para atender las Inversiones de Transporte y Distribución
de Gas. El decreto Nº 180/200426 de fecha 16/02/04, crea el “Fondo Fiduciario para
atender las Inversiones en Transporte y Distribución de Gas”, integrado por cargos
tarifarios a usuarios, créditos internacionales y aportes de beneficiarios directos.
Por medio de la Resolución Nº 208/2004 de fecha 22/04/2004, se homologa el
acuerdo del decreto 181/04, el acuerdo alcanza a:
El gas natural que los productores suministren a los prestadores de servicio de distribución por redes (hasta volúmenes acordados).
El gas natural que los productores suministren a los nuevos consumidores directos de gas natural
El gas natural que los productores suministren en forma directa a los generadores de electricidad, en tanto y en cuanto, el gas natural se utilice para generar energía eléctrica destinada al mercado interno. (Compromiso a reconocer los nuevos precios del gas en la declaración del CVP)
Los usuarios residenciales tendrán protección hasta el 31/12/2006.
25
La UNIREN, Unidad de Renegociación y Análisis de Contratos de Servicios Públicos, es el organismo encargado de llevar a cabo la renegociación de los contratos de los servicios públicos.
26
El acuerdo establecía el siguiente cronograma de incrementos:
GRAFICO Nº 10
Elaboración propia en base a datos CAMMESA
GRAFICO Nº 11
El precio del gas Natural en boca de pozo se llevaría a niveles acorde a los necesarios
para realizar nuevas inversiones y solucionar a futuro la escasez de gas. El problema
era trasladado ahora al sector de generación eléctrica debido a que el gas natural
representa el 70%-80% de los costos operativos de un generador eléctrico térmico.
A pesar de que el acuerdo contemplaba el traslado de los mismos hacia la demanda,
al haber una porción de esta que no registraba aumentos, se traducía en un
incremento del déficit del Fondo Estacional.
La tardanza en la adecuación de los valores del gas natural, se tradujo en un
desajuste entre la oferta y la demanda que obviamente afectó al Sector Eléctrico. Por
medio de la Resolución Nº 265/2004 de fecha 26/03/2004, CAMMESA informa de
restricciones de gas natural para centrales alertando sobre la imposibilidad del parque
térmico para operar física y financieramente sobre la base de combustibles líquidos.
Por ende se suspende la exportación de excedentes27 de gas natural que resulten
útiles para el abastecimiento interno. Se aprueba “El Programa de Racionalización de
exportaciones de Gas y del uso de la Capacidad de Transporte”28, de carácter
transitorio mientras la inyección por cuenca sea inferior a la demanda, y el “Mecanismo
de Uso Prioritario del Transporte para el Abastecimiento de la Demanda No
Interrumpible”29,con el objetivo de dar prioridad del uso del sistema de transporte a los
consumos de usuarios no interrumpibles de prestatarias de los servicios de
distribución de gas. En el gráfico Nº 12 puede observarse claramente como en los
meses de invierno la capacidad de transporte de gas natural se satura, y en los años
subsiguientes la restricción se hace efectiva en meses anteriores.
27
Además se dispone la suspensión de la Resolución 131/2001 (Autorización automática de exportaciones de Gas Natural).
28
Por medio de la Disposición Nº 27 SSC del 31/03/04. 29
GRAFICO Nº 12
FuenteCAMMESA
Esta última resolución (265/04) fue sustituida por el “Programa Complementario de
Abastecimiento al Mercado Interno”30, que será de aplicación mientras la inyección de
gas natural por cuenca sea inferior a la demanda de: Usuarios residenciales,
Subdistribuidores, Usuarios Firmes y la de Centrales de Generación Térmica que
resulte necesaria para evitar la interrupción del servicio público de gas. El programa
tuvo por objetivo asegurar el abastecimiento de gas y transporte para los usuarios
antes mencionados.
Aunque el costo de utilizar combustibles sustitutos al gas natural es elevado, su
utilización fue una via de solución para la restricción de transporte del gas (Gráfico
Nº13):
30
Por medio de la Resolución 659 de fecha 17/06/2004.
Evolución de Inyectados TRANSCO Comparación 2003, 2004 y 2005
0 20 40 60 80 100 120 3 -E n e 1 7 -E n e 3 1 -E n e 1 4 -F e b 2 8 -F e b 1 4 -M a r 2 8 -M a r 1 1 -A b r 2 5 -A b r 9 -M a y 2 3 -M a y 6 -J u n 2 0 -J u n 4 -J u l 1 8 -J u l 1 -A g o 1 5 -A g o 2 9 -A g o 1 2 -S e p 2 6 -S e p 1 0 -O c t 2 4 -O ct 7 -N o v 2 1 -N o v 5 -D ic 1 9 -D ic M m 3 /d
GRAFICO Nº 13
Precio Spot del M.E.M. Argentino
Energía y Monómico (Ene+Pot+Sobrec)0 10 20 30 40 50 60 70 80 e n e -0 1 ju l-0 1 e n e -0 2 ju l-0 2 e n e -0 3 ju l-0 3 e n e -0 4 ju l-0 4 e n e -0 5 P re c io ($ /M W h )
Precio Monómico Sobrecosto (Comb. Sustitutos) Energía
Elaboración propia en base a datos CAMMESA
Resulta interesante un último párrafo de la Resolución que plantea “...queda
establecido que cualquier productor exportador al cual se le requieran inyecciones
adicionales y cuyos volúmenes de exportación de gas hubiesen resultado afectados
por este "PROGRAMA", podrá reemplazar los volúmenes de gas natural que hubiesen sido requeridos para el mercado interno, por cantidades de energía equivalentes (en la forma de gas o electricidad u otros combustibles para generarla, o de menor demanda acordada y consentida por el consumidor afectado), y en tanto y en cuanto, dicha operación no implique una reducción en la oferta de energía total disponible para el mercado interno, y la misma resulte útil, en
términos operativos, para el fin específico para el que fuere destinado el gas requerido.
La energía alternativa será valorizada de conformidad a las pautas establecidas en el
CAPITULO II (precio referencia de julio) de este "PROGRAMA" y sustituirá al gas
natural detraído de la exportación una vez que la energía equivalente pueda ser
entregada físicamente al consumidor.” Esta sección fue aplicada por empresas
chilenas que necesitaban el gas Argentino, compraron combustibles alternativos (fuel
oil, gas oil) para generar energía eléctrica equivalente (en Argentina) y desviar el gas
por el diferencial de gases nocivos enviados a la atmósfera por la utilización de
combustibles más contaminantes.31
Por medio de la Resolución Nº 712 de fecha 12/07/2004, se crea el FONINVEMEM,
Fondo para Inversiones Necesarias que permitan Incrementar la Oferta de Energía
Eléctrica en el Mercado Eléctrico Mayorista”, a través del cual se administrarán los
recursos económicos con destino a las inversiones que permitan incrementar la oferta.
El responsable de la administración de este fondo es CAMMESA.
En agosto se “invita” a los Agentes Acreedores del MEM a participar en el
FONINVEMEM invirtiendo sus acreencias correspondientes a la resolución Nº 406/03
correspondientes al período 1/1/04 – 31/12/06.
CAMMESA alertó en su informe de Riesgos acerca de la evidente necesidad de
impulsar inversiones en el sector de generación. Pese a esto, no se decidió analizar el
incremento tarifario a los sectores protegidos, medida que hubiera aliviado las
restricciones y permitido retornar al sistema de inversiones guiadas por el CMgCP.
Como solución se crea un Fondo para realizar inversiones, y al no contar con recursos
genuinos, se lo utilizó como una herramienta de presión para conseguir que los
generadores adhieran sus acreencias a cambio de un compromiso futuro de
liberalización del mercado.
31
GRAFICO Nº 14
Elaboración propia en base a datos CAMMESA
En conclusión el año 2004, se presentó muy complicado para el sector energético. En
el sector gasífero aparecieron grandes modificaciones, como el Mercado Electrónico
de GAS (MEG)32 , la readecuación de los precios del gas en boca de pozo, la
instrumentación de fondos fiduciarios para el transporte. Todas estas medidas fueron
reacciones tardías, pero permitirían mejorar la infraestructura hacia el año 2005. En
el Mercado Eléctrico, se registró una readecuación de las tarifas mayoristas de los
grandes consumos, pero una gran porción de la demanda no sufrió cambios.
Asimismo el incremento de los precios del gas produjo un incremento equivalente en el
precio spot provocando el aumento del déficit del Fondo Estacional aunque tuvo
aportes desde el Estado (reembolsables) por $ 1000 MM.
32
A pesar de todas estas contingencias no se registraron cortes significativos de energía
eléctrica producto del clima favorable, el re-direccionamiento y limitación de
exportación del gas natural, la importación de fuel oil desde Venezuela y el aporte
eléctrico del Brasil.
Finalmente la resolución Nº 712/04, delineó la estrategia del gobierno hacia el futuro.
La misma se sustentó en no convalidar incrementos tarifarios en los sectores de
menores consumos y asegurar las inversiones necesarias, por medio de fondos
específicos. El aporte para el FONINVEMEM provendría de los fondos adeudados por
el Estado a los generadores, a cambio de un dudoso compromiso de liberación del
El año 2005
, acarrea los mismos problemas de años anteriores aunque maximizadospor el incremento de la demanda eléctrica y una oferta estática:
GRAFICO Nº 15
Evolución de la tasa de crecimiento de la demanda eléctrica respecto al año anterior
6,6%
8,0%
7,0%
6,3%
3,6%
7,5% 7,6%
5,6%
4,7% 4,6%
2,3%
-2,0%
6,7%
4,5%
-4,0% -2,0% 0,0% 2,0% 4,0% 6,0% 8,0% 10,0%
1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005
Elaboración propia en base a datos CAMMESA
En lo que respecta al aporte de los generadores eléctricos al FONINVEMEM, el
07/02/2005 por medio de la Resolución Nº 49/05 se acordó que los agentes
acreedores del MEM33 acepten comprometer el 65% de sus acreencias, además el
restante 35% se pagarían en 4 cuotas mensuales para las transacciones
comprometidas en el año 2004, y hasta en 24 cuotas mensuales consecutivas los
montos correspondientes al año 2003.
Asimismo vuelve a instrumentarse el adelanto de fondos para el pago de combustibles
líquidos (Resolución Nº 512/05 de fecha 15/03/05), la importación de fuel oil desde
Venezuela (Resolución Nº 181/05 de fecha 01/03/05), y se amplió hacia los
generadores el “Plan de Abastecimiento de Gas Oil” que consistía en eximir los
33
impuestos sobre los combustibles líquidos a las importaciones de Gas Oil por el
término de 4 meses34(Resolución Nº 611/05 de fecha 30/03/05).
En el comienzo del invierno vuelve a instrumentarse el Programa de Uso Racional de
la Energía Eléctrica, ante el incremento constante de la demanda de sectores no
alcanzados por la suba tarifaria. Se repite el programa del año anterior, aunque esta
vez castiga con mayor fuerza y disminuye el umbral de consumo para estar exento de
los castigos:
GRAFICO Nº 16
Elaboración propia.
34
Aunque en la práctica no llegó a aplicarse por problemas operativos y falta de incentivo a los generadores. Ej. El precio reconocido era menor al que podían comprar los generadores, porque la fijación del precio de referencia se fijaba por 15 días y para determinar el precio de venta los
comercializadores de este combustible establecían el mismo como un promedio de los de compra y ante la suba constante del crudo siempre era mayor al de referencia.
C a t e g o r ía
U s u a r io B o n i f ic a c ió n
C a r g o
R e s id e n c ia l
S i r e d u c e n s u c o n s u m o
( r e s p e c t o a 2 0 0 3 )e n a l m e n o s 1 0 % y u n m á x im o 3 0 % , s u b o n i f i c a c ió n s e r á e q u i v a le n t e a
la e n e r g ia a h o r r a d a m u lt ip li c a d a p o r u n i n d ic a d o r
K p . E l m o n t o m á x i m o a b o n if ic a r e s d e $ 2 . 0 0 0 .-
G e n e r a le s
S i r e d u c e n s u c o n s u m o
( r e s p e c t o a 2 0 0 3 )e n a l m e n o s 1 0 % y u n m á x im o 3 0 % , s u b o n i f i c a c ió n s e r á e q u i v a le n t e a
la e n e r g ia a h o r r a d a m u lt ip li c a d a p o r u n i n d ic a d o r
K p . E l m o n t o m á x i m o a b o n if ic a r e s d e $ 2 . 0 0 0 .-
T 2 y T 3
S i r e d u c e n s u c o n s u m o
( r e s p e c t o a 2 0 0 4 )e n a l m e n o s 1 0 % y u n m á x im o 3 0 % , s u b o n i f i c a c ió n s e r á e q u i v a le n t e a
la e n e r g ia a h o r r a d a m u lt ip li c a d a p o r u n i n d ic a d o r
K p . E l m o n t o m á x i m o a b o n if ic a r e s d e $ 2 . 0 0 0 .-
C á lc u lo b o n ific a c ió n
K p , r e s u l t a d e d i v id ir l a s u m a t o t a l r e c a u d a d a e n c o n c e p t o d e
c a r g o s a d ic io n a l e s S p ( $ ) d e c a d a c a t e g o r ía t a r i f a r ia e n e s e p e r í o d o p o r la s u m a t o t a l d e la e n e r g ía a h o r r a d a ( k W ) e n e l
p e r ío d o .
* T 1 - R 1 y T 1 - R 2 < 3 0 0 k W h n o t ie n e c a r g o .
* T 1 - R 2 > 3 0 0 k W h , q u e c o n s u m a n p o r e n c i m a d e l 9 0 % , t e n d r á n u n c a r g o e q u i v a l e n t e a l e x c e d e n t e r e s p e c t o a l 9 0 %
m u l t i p lic a d o p o r e l v a lo r d e c a r g o a d ic io n a l ( c a r g o v a r i a b l e e n e r g ia T 1 - R 2 p o r d o s ) .
* T 1 - G 1 , T 1 - G 2 , T 1 - G 3 , T 2 y T 3 : q u e c o n s u m a n p o r e n c im a d e l 9 0 % t e n d r á n u n c a r g o e q u i v a l e n t e a l e x c e d e n t e r e s p e c t o a l 9 0 % m u l t i p lic a d o p o r e l v a lo r d e c a r g o a d ic io n a l p a r a c a d a s u b c a t e g o r ía t a r if a r ia .
F in a n c ia c ió n P r o g r a m a
E l p r o g r a m a t i e n e f i n a n c i a m i e n t o p r o p i o p o r q u e l a s u m a r e c a u d a d a e n c o n c e p t o d e d e c a r g o s s e d is t r i b u y e e n t r e lo s q u e
f u e r o n b o n i f i c a d o s . (E s t a c o n d ic io n f u e m o d if i c a d a p o r l a R E 1 0 6 3 /0 5 e s ta b l e c i e n d o q u e l o r e c a u d a d o i r á a l F E d e l M E M . T a m b i é n e s t a b l e c i ó q u e c a r g o a d i c i o n a l d e l a c a t e g o r í a T 1
El área de aplicación fue la correspondiente a las empresas EDENOR, EDESUR y
EDELAP, aunque se invitó a las provincias a aplicar al programa 35.
Finalmente en Junio del año 2005 se da a conocer el “Acuerdo Definitivo para la
Readaptación del Mercado Eléctrico Mayorista” a través del cual se compromete la
construcción de dos ciclos combinados de 1600 MW de potencia conjunta con un
costo aproximado de U$S 900 MM. La localización probable de las mismas sería
Rosario y Campana y estarían operando completamente en Mayo del año 2008.
Un dato importante a tener en cuenta, es que esta inversión operará en un esquema
de costos reconocidos con rentabilidad asegurada, muy alejada del esquema inicial en
que los generadores arriesgaban inversiones a su propio riesgo.
Aunque este sector presentó rentabilidades muy bajas (en términos relativos con otros
sectores), recibió importantes inversiones que permitieron abastecer con creces el
mercado Argentino y convertir a nuestro país en exportador neto de energía eléctrica.
GRAFICO Nº 17
36
Hasta Mayo 2005, todas las medidas implementadas desde la Secretaría de Energía
estuvieron orientadas a reconocer solo los costos operativos de los generadores,
reacomodar los precios del gas natural y establecer incrementos tarifarios a los
mayores consumos. La política cortoplacista de mantener “planchadas” las tarifas
derivó en un espectacular incremento de la demanda (obviamente impulsado por la
35
El PUREE 2 reemplazo al PUREE 1, pero hubo una superposición porque el PUREE 1 disponía cargos adicionales en función del consumo del bimestre anterior al de facturación con la cual se pagaba el recargo; en el PUREE 2 el cargo se cobra con la facturación del mismo bimestre en que se produce el consumo adicional que origina el cargo. Por lo tanto para evitar la superposición de ambas versiones del programa, los efectos del PUREE 2 se aplicarían a partir del 10/09/05 una vez finalizados los del PUREE 1.
36
recuperación económica) diluyendo de esta manera el excedente de oferta generado
durante los años ´90.
5.Escenarios hacia el futuro
5.1 Informe de Riesgos del MEM: periodo 2005-07
En el “Informe de Riesgos MEM Período 2005-2007”, elaborado por CAMMESA en
Febrero 2005, se presentan distintos escenarios hacia el futuro con una evaluación del
equipo necesario para evitar riesgos excesivos de desabastecimiento en el período
considerado. Sus principales resultados se presentan a continuación:
El gas sigue siendo la variable crítica del sistema.
La reserva térmica disminuye con el crecimiento de la demanda y la indisponibilidad de combustible.
Podría llegarse a valores de energía no suministrada inaceptable en 2005. Si no se hace nada, las exigencias previstas para el 2007 superan las capacidades estructurales del sistema.
Ante estas conclusiones se ensayaron diferentes alternativas de incremento de la
oferta para adaptar el sistema eléctrico en el año 2007.
Escenarios alternativos de disponibilidad gas-equipamiento
Escenario Nuevos Ciclos Combinados
1 0 MW
2 800 MW
3 1200 MW
Resultados
Escenario Precio
Monómico
Libre37
Probabilidad
De Falla
Días equiv.
Fuel Oil
Utilización
TVs Medio
1 – Dem. 5%N 158 $/MWh 85% 53 52%
2 – Dem. 5%N 102 $/MWh 21% 23 29%
3 – Dem. 5%N 92 $/MWh 7% 15 20%
4 – Dem. 5%N 87 $/MWh 0% 10 13%
1 – Dem. 7%N 260 $/MWh 93% 87 69%
2 – Dem. 7%N 132 $/MWh 26% 41 45%
3 – Dem. 7%N 108 $/MWh 10% 28 34%
4 – Dem. 7%N 97 $/MWh 7% 21 23%
Sintetizando:
Para mantener un nivel de reserva en pico similar al actual sería necesario
contar entre 1500 y 2500 MWh de potencia adicional en equipamiento nuevo.
Para mantener acotada la utilización del parque Turbo Vapor (el menos
eficiente y por ende más costoso), se necesitarían al menos 800 MWh (con gas
suficiente).
Para lograr el valor histórico de 40 días anuales equivalentes de consumo de
líquidos a potencia máxima se requieren 1200 MWh para el caso de
crecimiento de la demanda del 7%.
37
Para que el precio libre se encuentre en valores de (U$S) del orden de los del
período 95-99, el equipamiento necesario sería de 1200 MW como mínimo y de
1600 MW para demandas más altas.
5.2 Perspectivas y Propuestas
La devaluación precipitó las decisiones de reforma del sector eléctrico, si bien existían
opiniones que promulgaban retoques al modelo, las cuestiones de “base” no estaban
en discusión. La segmentación de la cadena productiva eléctrica en: generación
sujeta a competencia, y transporte y distribución regulados por su condición de
monopolio natural, fueron los fundamentos teóricos aceptados por la mayoría.
En este escenario, una de las más importantes controversias (siempre dentro del
esquema anteriormente descripto) fue si era suficiente dejar actuar al CmgCP como
información para las decisiones privadas de inversión o si la volatilidad de este daría
señales imprecisas y sería necesario utilizar el CmgLP como información para las
inversiones. Las razones esgrimidas a favor de uno y otro se presentan a
continuación:
En una situación de equilibrio de largo plazo (capacidad instalada plenamente
ocupada), el CmgLP provee una señal adecuada pero su nivel coincide con el
CmgCP.
En situaciones de desequilibrio (exceso o faltante de capacidad) el CmgCP
representa de modo más adecuado (que el CmgLP) el costo de oportunidad de
proveer una unidad adicional de producción.
Los defensores de CmgLP asumen que la capacidad instalada es siempre la
óptima.
La defensa del criterio de CmgLP está fundada esencialmente en el hecho de
que permite evitar las marcadas oscilaciones que suele presentar el CmgCP,
proporcionando a los consumidores una señal más estable en un horizonte de
mediano y largo plazo, lo que contribuiría a disminuir la incertidumbre en sus
decisiones. En función de las acciones de orientación y coordinación de la
asignación de recursos por parte de las autoridades públicas sería preferible el
